В настоящий момент в системе добычи нефти и газа для осуществления ППД используют различные технологические жидкости (ТЖ), которые помимо закачки в пласт широко применяются для следующих целей:
1) повышения нефтегазоотдачи ( ПНГО );
2) проведения подземного ремонта скважин ( ПРС );
3) капитального ремонта скважин ( КРС );
4) обработки призабойной зоны пласта ( ПЗП ) с целью интенсификации притока ( ИП ) и ограничения водопритока ( ОВП );
5) удаления асфальтосмолопарафиновых отложений ( АСПО );
6) разрушения отложений минеральных примесей ( МП ).
При всем многообразии областей применения ТЖ основным направлением является использование технологических сред для ППД и ПНГО. Эта сфера занимает первое место по объему используемой технологической жидкости. Ее доля среди общего объема «технологической» жидкости, используемой на неф-тяных месторождениях, может быть оценена в 85 – 95 %.
Эффективная закачка, в первую очередь воды, на новых месторождениях обеспечивает заданную динамику отбора нефти и газа, на старых – замедление темпов ее падения.
Подготовка и закачка ТЖ в пласт для целей поддержания пластового давле-ния ( ППД ) и повышения нефтеизвлечения ( ПНИ ) формируют крупную подотрасль в нефтегазовой отрасли. Объемы закачки ТЖ в несколько раз превышают объемы добычи нефти.
Анализ современной ситуации в нефтегазодобывающих объединениях показывает, что в условиях ограниченных поставок оборудования, труб и химических реагентов наиболее актуальным на сегодняшний день является вопрос ограничения закачки и отбора воды без ущерба для добычи. При решении этого вопроса главенствующее положение занимают затраты на подготовку и закачку ТЖ, включая смежные затраты во всей системе добычи, с другой – технологический и экономический эффект.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ЖИДКОСТИ
Для закачки в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления и повышения нефтегазоотдачи используют индивидуальные среды, растворы различных веществ, композиции веществ, представляющие собой побочную продукцию или отходы крупнотоннажных процессов нефтедобычи, нефтехимии или иных производств, а также некоторые другие жидкости.
Все нагнетаемые в пласт технологические среды делятся на две крупные группы, характеризующиеся сменой фазового состояния при изменении термобарических условий транспортировки и закачки ( рис. 1 ).
Технологически стабильные среды ( ТСС ) при любых условиях сохраняют однофазность, включая не режимные состояния ( отказ, остановка, заполнение и т.д. ).
Технологически нестабильные среды ( ТНС ) в процессе их перемещения от источника до пласта могут менять свое фазовое состояние.
Пример : диоксид углерода СО2 на пути от источника до устья скважины
может находится в газообразном состоянии, а в полости НКТ и
в призабойной зоне пласта будет проходить процесс конденса-
ции и переход в полностью жидкое состояние.
Среди ТСС наибольшее применение находят :
– пресная или минерализованная вода поверхностных или подземных источников ( речная, морская, озерная, пластовая ), условно относимая к «первичной» воде;
– сточная пластовая вода ( вода отделенная от нефти и повторно закачи-ваемая в пласт – «повторная» );
– растворы полимеров в «первичной» или «повторной» воде;
– растворы поверхностно-активных веществ в «первичной» или «повторной» воде;
– растворы иных веществ в воде.
Группа ТСС обладает различной физико-химической стабильностью, обусловленной влиянием термобарических и механических условий. Иерархия этих сред по степени влияния на внешних факторов показана на рис 9.
Под воздействием внешних факторов вязкость полимерных растворов часто снижается. Они теряют свою основную технологическую способность – повышать коэффициент охвата пласта n охв. . Разрушение структуры раствора под воздействием внешних факторов ведет к снижению нефтевытесняющих качеств оторочек из полимерных растворов. Чтобы применение таких ТСС было высокоэффективным необходимо предпринимать специальные меры, компенсирующие негативные факторы.
В составе сточных пластовых вод, помимо основного носителя – воды можно выделить три основных компонента:
1) тяжелые углеводороды – УВ ;
2) механические примеси – МП;
3) сульфид железа – FeS , являющийся компонентом повышенной плотности.
Таким образом, группа ТСС включает в себя жидкости с различной степенью устойчивости ( рис. ).
Среди ТНС наибольшего распространение в нефтепромысловой практике получил диоксид углерода ( СО 2 ).
|
|
|
Рис. 9 Классификация нагнетаемых сред
Термобарические условия механические условия
Т – температура; Тур. – турбулентность в трубах;
Р – давление; СМ – «смятие» в насосах и сужениях
СВОЙСТВА И КАЧЕСТВО НАГНЕТАЕМОЙ В ПЛАСТ ВОДЫ
Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует использования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного источника ( с оценкой запасов и возможных расходов воды), обоснованию качества воды и разработке технологии ее подготовки. Расход закачиваемой воды определяется стадией разработки месторождения ( рис. 10 ).
|
|
|
Рис. 10 Динамика относительного отбора жидкости, нагнетания воды,
потребности в воде ν и нефтеотдачи η во времени (по М.Л.Сургучеву)
1, 1́́ – соответственно добыча нефти и нефтеотдача при режиме растворенного газа; 2,2́, 3 – соответственно добыча нефти, нефтеотдача и отбор жидкости при заводнении; 4 – потребность в воде при полном возврате сточных вод; 5 – расход нагнетания воды. Штриховка: вертикальная – эффект в добыче нефти от заводнения; косая экономии (возврат) воды
Источники закачиваемой воды могут быть разными. В настоящее время, на различных промыслах используют воды : открытых водоемов (рек, озер, водохранилищ, морей ); грунтовые ( подрусловые и артезианские ); глубинные ( нижних и верхних глубинных водоносных горизонтов); сточные.
Грунтовые воды характеризуются значительным многообразием хими-ческого состава (минерализация 100 – 200 мг / л) , небольшим содержанием взвешенных частиц.
Воды открытых водоемов значительно уступают по качеству, содержат большое количество механических примесей ( глины или песка ), особенно в период ливней и паводков, снеготаяния, способны вызвать набухание глин.
Воды глубинных водоносных горизонтов в большей степени минерализованы и часто не требуют дополнительной подготовки.
Сточные воды состоят в основном из пластовых, добываемых вместе с нефтью, пресных, подаваемых в установки подготовки нефти и ливневых вод. Они минерализованы ( 15 – 3000 г / л ) и обладают хорошими нефтевытес-няющими свойствами. Но содержат большое количество эмульгированной нефти, механических примесей, а также диоксида углерода и сероводорода.
Источник воды выбирают на основе данных технико-экономического ана-лиза с учетом технологии водоподготовки.
На месторождениях Татарии и Башкирии используют поверхностные пресные воды. В Азербайджане и на п-ове Мангышлак – каспийскую воду.
На юрских продуктивных объектах месторождений Западной Сибири в качестве рабочего агента в основном используют воду апт-альб-сеноманского горизонта. Воды апт-сеноманского комплекса имеют практически повсеместное распространение, хлоридно-натриевые, слабощелочные, соленые с минерали-зацией 10 г / л.
Воды стабильны к выпадению карбонатов кальция, возможным является выпадение гидроокиси железа. Состав вод устойчив во времени. При смешении с пластовой водой они практически не дают осадка.
Свойства и качество нагнетаемой в пласт воды
Требования к воде нагнетаемой в пласт меняются в зависимости от :
1) свойств продуктивного горизонта (пласта);
2) от его строения и неоднородности ;
3) от типа закачиваемой жидкости;
4) от характера решаемых промысловых задач.
Классические требования, предъявляемые к нагнетаемой в продуктивный пласт воде представлены в фундаментальной Справочной книге для добычи нефти ( 1974 г.) и сформулированы следующим образом:
· невысокое содержание механических примесей;
· незначительное содержание эмульгированной нефти;
· коррозионная инертность по отношению к напорным и распредели-тельным трубопроводам, насосам, скважинному оборудованию нагнетательных скважин;
· отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, водорослей, микроорганизмов инициирующих интенсивное развитие коррозии оборудования и существенное снижение приемистости нагнетательных скважин.
Растворенный в воде кислород вызывает интенсивную коррозию металла и способствует активному развитию в пласте аэробных бактерий. Диоксид углерода ( СО2 ) понижает рН воды и приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, а также к усилению коррозии оборудования. Сероводород образует, реагируя с железом, твердые уносимые потоком воды частицы сернистого железа, а при наличии кислорода – сернистую кислоту. Он может образовываться в результате восстановления содержащихся в воде сульфатов кальция углеводородами нефти с выделением диоксида углерода и в виде осадка карбоната кальция. Наличие его в продукции добывающих скважин приводит к усилению коррозии нефтедобывающего оборудования.
При контроле за составом закачиваемой сточной воды уделяют внимание также условиям возможного развития и размножения так называемых сульфатных бактерий. Сульфатопоглощающие и сульфатообразующие бакте-рии вызывают биокоррозию металлов. Они могут жить за счет расщепления органических и неорганических веществ и развиваться как при отсутствии свободного кислорода ( анаэробные бактерии ), так и при наличии растворенного в воде кислорода (аэробные бактерии). Сульфатовосстанавливающие бак-
терии способны полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде и образовывать до 100 мг/ л сероводорода. Ионы сульфатов ( SO4 2-) инициируют процесс, а жизнедеятельность получающейся при этом культуры бактерий способствует образованию сульфидов железа. Высокая плотность сульфида железа служит причиной его выпадения в пласте, особенно в призабойной зоне скважин. При выносе же на поверхность FeS вызывает образование трудно разрушимого промежуточного слоя в резервуарах системы подготовки и хранения промысловой продукции.
Из-за химической несовместимости закачиваемой и пластовой вод возможно снижение проницаемости пласта вследствие набухания глин пресных вод и выпадения различных осадков. Механические примеси, соединения железа (продукты коррозии и сернистое железо), водоросли и различные микроорганизмы заиливают ( кольматируют) поверхность фильтрации, выключают мелкопористые слои из процесса вытеснения. Наиболее часто встречающиеся причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта нагнетательных скважин на месторождениях Западной Сибири заключаются в следующем :
– частичная или полная кольматация порового пространства пласта твердой фазой глинистого раствора встречается в процессе вскрытия пласта бурением и перфорацией, а также твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других видов работ;
– кольматация ПЗП механическими примесями и продуктами коррозии, вносимыми в пласт нагнетаемой водой;
– повышенная остаточная нефтенасыщенность отдельных пропластков, примыкающих к призабойной зоне нагнетательных скважин, особенно тех, которые пробурены внутри контура нефтеносности и переведены под нагнетание воды, за счет снижения фазовой проницаемости по воде;
– кольматация призабойной зоны пласта окисленной нефтью при нагнетании в пласты подтоварных сточных вод;
– набухание глин породы-коллектора при взаимодействии с пресной водой и растворами некоторых химических реагентов (щелочей), приводящее к снижению абсолютной проницаемости пласта, особенно низкопроницаемых прослоев;
– снижение проницаемости породы-коллектора на 15 – 60 % может произойти при смене минерализованной сеноманской или подтоварной воды на пресную из-за усиления потенциала течения.
Устанавливать единые нормы по качеству воды для закачки в пласты нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти принимают с учетом проницаемости и трещиноватости пород до 5 – 50 мг/ л , причем с увеличением трещиноватости повышается допустимое содержание. Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3 – 6 раз больше диаметра частиц. Пригодность воды оценивается в лаборатории
(стандартный анализ состава и свойств, опыты по затуханию фильтрации через естественный керн ) и пробной закачкой в пласт.
Особое внимание при закачке в пласт «первичной» или «повторной» воды уделяют составу солей и их содержанию. Химический состав сопоставляют с составом пластовой воды с целью выяснения степени совместимости этих жидкостей в пластовых условиях.
Состав и содержание минеральных солей в воде оценивается по методике
шестикомпонентного анализа на положительные ионы кальция (Ca 2 + ), магния
(Mg 2 +) и натрия ( Na 2+) и отрицательные ионы хлора (Cl – ), сульфата (SO4 2-) и группы HSO3 – . Помимо ионного анализа определяют плотность воды, рН и др. показатели. Допустимые значения перечисленных показателей обычно устанавливают индивидуально для каждого объекта разработки (месторождения, залежи). Индивидуального подхода требуют и отдельные составляющие объекта разработки.
Показатели «первичной» воды, нагнетаемой в продуктивные пласты Ромашкинского нефтяного месторождения приведены в таблице 1.1.
«Первичные» воды, используемые на этом месторождении для целей ППД , характеризуются как жесткие, так как суммарное содержание ионов кальция и магния составляет 102 -–213 мг / л. Они обладают определенной коррозионной активностью из-за наличия диоксида углерода и кислорода. Что подтверждается повышенным содержанием соединений железа на устье нагнетательных скважин по сравнению с их содержанием в воде, поступающей на кустовые насосные станции ( табл. 1.2.). Рост показателя кислотности свидетельствует о том, что по мере движения воды от источника к нагнетательным скважинам происходит ее защелачивание в результате взаимодействия растворенного кислорода с металлом труб.
Характеристика «первичной» воды, нагнетаемой в пласты
Ромашкинского месторождения
Табл. 1.1.
|
Показатели
|
Источник «первичной» воды, номер источника |
|||
|
Карабашское водохранили-ще (№1) |
Река Зай
( № 2 ) |
Река Ик и ее подрусловые во-ды ( № 3 ) |
Река Степной Зай и река Кама ( № 4 ) |
|
|
Плотность при 200 С кг / м 3 ; Содержание железа мг / л : общего окисного закисного Содержание ионов, мг / л : Са 2+ Mg 2 + К + Na + Cl – SO4 2 – НСО3- СО3 2 – Суммарное содер- Жание ионов, мг /л Показатель рН |
1000
0, 32 0, 24 0, 08
80, 16 21, 88 171 175 172 221, 06 269, 4
909, 1 7 – 7,8 |
1000
0, 36 0, 28 0, 08
104, 2 37, 69 87, 8 159, 64 148, 9 317, 2 –
831, 03 7,2 – 7,6
|
1000
0, 24 0, 16 0, 08
168, 33 44, 99 135 244 283, 4 292, 9 –
1192, 92 6,4 – 7,4 |
1000
0, 32 – 0,32
120, 23 32, 8 143 271 139, 3 231 –
974, 73 7 – 7,6 |
Изменение показателей воды в процессе перемещения от КНС к скважинам
Табл. 1.2.
|
Точка отбора пробы воды |
Источник Воды |
Показатель РН |
Содержание железа, мг / л |
||
|
Общего |
Окисного |
Закисного |
|||
|
КНС – 24 (опыт 1 ) Скв. 4118 Скв. 538 КНС – 24 (опыт 2 ) Скв. 4118 Скв. 538 КНС – 21 Скв. 3203 Скв. 3209 КНС – 10 Скв. 3081 Скв. 3079
|
№ 3
№ 3
№ 2
№ 4 |
7 7,4 7,6 6,4 6,8 7,2 7,6 7,8 7,8 7,4 7,4 7,8 |
0,24 2,20 0,64 0,58 1,56 1,14 0,36 1,04 1,04 0,32 0,32 1,48 |
0,16 1,14 0,44 0,42 1,34 1 0,28 1,04 1,04 – – 1,22 |
0,08 1,06 0,20 0,16 0,22 0,14 0,08 – – 0,32 0,32 0,26 |
В таблице 1.3. приведен диапазон показателей воды, отделяемой от промысловой продукции при ее подготовке на объектах Ромашкинского месторождения по девонским и карбонатным пластам.
Характеристика «повторной» воды на Ромашкинском месторождении
Табл. 1.3.
|
Показатель |
Источник «повторной» воды |
|
|
Девонский горизонт |
Отложения карбона |
|
|
Тип воды Плотность, кг / м 3 Показатель рН Минерализация, г / л Содержание ионов, г / л : Ca2+ Mg2+ K+ + Na+ SO4 2+ HCO3- Cl- Содержание нефтепродуктов, г / л Содержание механических Примесей, г / л Содержание железа, мг / л: Окисного Закисного Содержание кислых компонен-тов, мг / л :
Сероводорода Диоксида углерода |
Хлоркальциевая 1040 – 1190 5, 5 – 5, 8 59, 89 – 248, 97
4, 6 – 23, 08 0, 97 – 4, 32 16, 96 – 74, 28 0, 048 – 0, 011 0,146 – 0 31, 1 – 168
0, 12 – 0, 76
0,15 – 0, 29
0, 5 – 1 18 – 255
2,2- 0 80 – 432 |
Сульфатно- натриевая 1080 – 1180 5, 2 – 6, 3 112, 02 – 239, 40
8, 41 – 10, 12 1, 79 – 3, 22 32, 11 – 78, 12 0, 087 – 0, 70 0, 061 – 0, 134 69, 5 – 147
0, 02 – 0, 15
0, 015 – 0, 10
не обнаружено –
80 – 260 95 – 422
|
Как видно из таблицы 1.3., диапазон изменения всех основных показателей сточной воды даже в пределах одного источника весьма высок.
Характерной особенностью «повторных» ТЖ , используемых для целей ППД является изменение их свойств и состава во времени. Эти изменения обусловлены способностью воды менять свои свойства и состав в результате смешения природной пластовой воды и закачиваемой. Динамика зависит от степени возврата попутно добытой воды в продуктивный горизонт, от характера ее распределения по объекту разработки, от динамики обводненности добываемой продукции и от темпа вытеснения нефти из пласта. Поэтому в общем случае прогнозирование динамики показателей как добываемой, так и закачиваемой обратно в продуктивный горизонт воды представляется очень сложным.